Informe N GART. Publicación

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1 GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N SAN BORJA FAX Procedimiento para la Asignación de los Retiros de Potencia y Energía sin Contrato para el mercado regulado Publicación Lima, enero de 2008

2 ÍNDICE 1. INTRODUCCIÓN ANTECEDENTES METODOLOGÍA PARA LA ASIGNACIÓN ENERGIA FIRME EFICIENTE ANUAL Premisas Cálculo de la Energía Firme Eficiente Anual FACTOR DE PROPORCIÓN Premisas Cálculo del Factor de Proporción VALORIZACIÓN DE LAS TRANSFERENCIAS EN EL COES ASIGNACIÓN DE LOS RETIROS DE POTENCIA Y ENERGÍA SIN CONTRATO ASIGNACIÓN DE MONTO FALTANTE O SOBRANTE ASIGNACIÓN DE LOS RETIROS SIN CONTRATO A PRECIO EN BARRA EJEMPLO DE APLICACIÓN PROPUESTA DE PROCEDIMIENTO MARCO LEGAL DEFINICIONES DISPOSICIONES GENERALES CRITERIOS DE CÁLCULO VALORIZACIÓN DE TRANSFERENCIAS DE ENERGÍA VALORIZACIÓN DE TRANSFERENCIA DE ENERGIA REACTIVA, TRANSFERENCIAS DE POTENCIA Y COMPENSACIONES DEL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN RELIQUIDACIÓN ANUAL PENALIDADES... 20

3 1. Introducción 1.1. Antecedentes Con fecha 3 de enero de 2008, se publicó en el Diario Oficial El Peruano, la Ley N Ley que Establece Mecanismo para Asegurar el Suministro de Electricidad para el Mercado Regulado, cuyo artículo 1 dispone que las demandas de potencia y energía, destinadas al Servicio Público de Electricidad, que no cuenten con contratos de suministro de energía que las respalden serán asumidas por los generadores, conforme al procedimiento de asignación de los retiros de potencia y energía sin contratos que establezca el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN) 1. Adicionalmente, en este artículo se menciona que la asignación entre los generadores de estos retiros, debe ser realizada en proporción a la diferencia entre su Energía Firme Eficiente Anual y sus ventas de energía por contratos, donde el término Energía Firme Eficiente Anual debe ser definido como parte del procedimiento. 1 Artículo 1º.- Objeto de la Ley Las demandas de potencia y energía, destinadas al Servicio Público de Electricidad, que no cuenten con contratos de suministro de energía que las respalden, mediante los mecanismos de licitación de suministro de electricidad establecidos en la Ley Nº 28832, Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, y/o mediante los contratos bilaterales suscritos al amparo del Decreto Ley Nº 25844, Ley de concesiones eléctricas, serán asumidas por los Generadores, conforme al procedimiento que establezca el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería OSINERGMIN. Para tal fin, el monto faltante para cerrar las transferencias de energía en el COES, debido a los retiros de potencia y energía sin contrato, valorizado a Precios de Barra del mercado regulado, se asignará a los generadores en proporción a su Energía Firme Eficiente Anual del Generador, menos sus ventas de energía por contratos. El incumplimiento de pago por parte de los Distribuidores a los Generadores constituirá causal de caducidad de la concesión, en caso de reincidencia. Página 3 de 21

4 Por otro lado, en la Primera Disposición Complementaria Transitoria de dicha Ley, se dispone que dentro de un plazo máximo de quince (15) días útiles contados desde la vigencia de la Ley 2, OSINERGMIN deberá aprobar este procedimiento, motivo por el cual se determina que la resolución que apruebe este procedimiento, tiene carácter de urgencia y en consecuencia se exceptué del requisito de prepublicación a que se refiere el artículo 25 del Reglamento General de OSINERGMIN, aprobado mediante Decreto Supremo N PCM. Asimismo, en la Única Disposición Complementaria de esta ley 3, se establece que los distribuidores que realizan retiros de potencia y energia sin contrato, sin haber realizado al menos tres (3) convocatorias a proceso de licitación, serán penalizados en proporción a la diferencia entre el Costo Marginal y el Precio de Barra, y que el monto recaudado por estas penalizaciones, será destinado a los generadores en proporción a la diferencia entre la Energia Firme Eficiente Anual y las ventas de energía por contratos. 2 3 PRIMERA.- El OSINERGMIN aprobará el procedimiento al que se refiere el primer párrafo del artículo 1º, el mismo que incluirá la definición de Energía Firme Eficiente, dentro de un plazo máximo de quince (15) días útiles, contados desde la vigencia de la Ley. ÚNICA.- Los distribuidores que efectúen retiros de potencia y energía, conforme a lo previsto en el artículo 1º, sin haber realizado al menos tres (3) convocatorias a proceso de licitación, serán penalizados en proporción a la diferencia entre el Costo Marginal y el Precio de Barra. La penalización no podrá superar el cinco por ciento (5%) de su facturación por el servicio de distribución, se destinará a los Generadores a que se refi ere el segundo párrafo del artículo 1º y se asignará en la misma proporción ahí indicada. OSINERGMIN aprobará los procedimientos para aplicar la presente disposición. Página 4 de 21

5 2. Metodología para la Asignación En la presente sección se presenta la metodología que se utilizará en la asignación de los retiros de potencia y energía sin contrato, tomando en cuenta los lineamientos ya establecidos en la ley N Energia Firme Eficiente Anual Premisas Las premisas a considerar para la determinación de la Energía Firme Eficiente Anual son los siguientes: - En el actual marco legal, las empresas generadoras pueden realizar contratos de ventas de energía anual como máximo hasta la Energia Firme Anual de sus unidades de generación más las comprometidas con terceros. El cálculo de Energía Firme Anual es realizado de acuerdo con el procedimiento técnico PR-13 del COES. - La Energia Firme Anual corresponde a la energía garantizada por las empresas generadoras en condiciones de hidrología seca para sus centrales hidroeléctricas 4 y con una indisponibilidad esperada para sus 4 En el numeral 8.1 del procedimiento técnico N 13 del COES, se establece el procedimiento a seguir, donde se toma un probabilidad de factor de excedencia de 90% para los caudales y los volúmenes iniciales de los embalses como el promedio de la información históricas disponibles. Página 5 de 21

6 centrales termoeléctricas 5. Por lo cual, se entendería que las empresas pueden garantizar, al menos, esta energía para un año que tenga condiciones normales de hidrología. - El parque de generacion de la mayoría de las empresas generadoras está compuesto tanto por unidades de bajos costos variables como por unidades con altos costos variables que normalmente no operan, salvo condiciones especiales como indisponibilidades en unidades de bajos costos o congestiones del sistema de transmisión; por esta razón, no es adecuado utilizar la energia firme anual de las unidades con altos costos variables dentro de la estimación de la Energia Firme Eficiente Anual. - En consecuencia, la Energia Firme Eficiente Anual se definirá como la suma de las energías firmes anuales de las unidades de generación ordenada de menor a mayor costo variable, hasta cubrir la demanda anual Cálculo de la Energía Firme Eficiente Anual Para el calculo de la Energía Firme Eficiente Anual, se deberá seguir el siguiente procedimiento. - Se utilizarán las Energías Firmes Anuales de las unidades de generacion existentes, así como de los proyectos de generación que se estima ingresarán en operación hasta diciembre 2008; estas energías se calcularán conforme a lo establecido en el Procedimiento Técnico N 13 del COES. - Se proyectará la demanda de energia anual a nivel de generación para el año Los costos variables de las unidades de generación se tomarán de la información utilizada en la última fijación de Tarifas en Barra a la fecha del cálculo. Para el caso de las centrales hidroeléctricas este valor se tomara como cero (0). - Se ordenarán las unidades de generación en función del orden ascendente de sus costos variables, hasta que la suma de sus Energías Firmes Anuales cubra la demanda de energía anual. - La Energia Firme Eficiente Anual de las unidades de generación que cubra la demanda anual será igual a su Energia Firme Anual, mientras que, para la última unidad que cubra la demanda anual su Energia Firme Eficiente Anual será igual a la energía faltante para cubrir la demanda anual. - La Energía Firme Eficiente Anual de las unidades de generación que no cubren la demanda anual, por tener altos costos variables, serán iguales a cero (0). 5 De acuerdo con el numeral del procedimiento técnico N 13 del COES, esta indisponibilidad se calcula en base a un promedio de las indisponibilidades en los últimos 5 años y si en caso no disponga de esta información, se tomaría las indisponibilidades publicadas por la Nacional Energy Reability Council (NERC). Página 6 de 21

7 - La Energía Firme Eficiente Anual de las empresas generadoras será igual a la suma de la Energía Firme Eficiente Anual de sus unidades de generación. Para un mejor entendimiento de la metodología de cálculo, se presenta el siguiente ejemplo. Si tenemos a 5 empresas con una unidad de generación para cada uno de ellas. La Energía Firme Anual se define como EFA 1, EFA 2, EFA 3, EFA 4 y EFA 5, donde los costos variables de cada unidad son del siguiente orden: CV 2 < CV 1 < CV 4 < CV 3 < CV 5 El cálculo de la Energia Firme Eficiente Anual, para cada empresa, resulta de aplicar el procedimiento indicado en el siguiente gráfico: Soles/ MWh Demanda Anual EFA 5 EFA 3 EFA 4 EFA 1 EFA 2 Energia Firme Eficiente Anual GWh En este sentido, la Energía Firme Eficiente Anual (EFEA) de cada empresa es: Energía Firme Eficiente Anual de la empresa 1: EFEA 1 = EFA 1 Energía Firme Eficiente Anual de la empresa 2: EFEA 2 = EFA 2 Energía Firme Eficiente Anual de la empresa 3: EFEA 3 = DA EFA 1 - EFA 2 - EFA 4 Energía Firme Eficiente Anual de la empresa 4: EFEA 4 = EFA 4 Página 7 de 21

8 Energía Firme Eficiente Anual de la empresa 5: EFEA 5 = Factor de Proporción Premisas Las premisas a considerarse para la determinación del factor de proporción son las siguientes: - La asignación entre las empresas generadoras de los retiros de energia y potencia sin contratos, se hará en proporción a la diferencia entre su Energía Firme Eficiente Anual menos sus ventas de energía de contratos. - La empresa generadora que tiene una diferencia negativa será considerada como deficitaria; es decir, que tiene comprometida con sus contratos una energía mayor a su Energia Firme Eficiente Anual y, por esta razón, no se le debe asignar retiros sin contratos. - La empresa generadora que tiene una diferencia positiva será considerada como excedentaria, es decir que tiene comprometida con sus contratos una energía menor a su Energia Firme Eficiente Anual y, por esta razón, se le deberá de incluir en la asignación de retiros sin contrato. - La distribución entre los generadores de los montos recaudados por aplicación de penalidades, será también en proporción a la diferencia entre la Energía Firme Eficiente Anual menos las ventas de energías por contratos Cálculo del Factor de Proporción Para el cálculo del factor de proporción se deberá seguir el siguiente procedimiento: - Se definirá como Saldo de Energía de cada empresa generadora, a la diferencia entre su Energia Firme Eficiente Anual y sus Ventas de Energía comprometidas por contrato para el año Si una empresa generadora tiene un Saldo de Energía negativo (generador deficitario), su factor de proporción será igual a cero (0), mientras que, si la empresa generadora tiene una Saldo de Energía positivo (generador excedentario), su factor de proporción se calculará proporcionalmente a su saldo de energía entre la suma de los saldos de energía de todas los generadores excedentarios, de acuerdo con la siguiente formula: FP i = SE i / (SE i ) Donde: Página 8 de 21

9 FP i : Factor de Proporción del generador excedentario i. SE i :Saldo de Energía del generador excedentario i. (SE i ) :Sumatoria de los saldos de energía de todos los generadores excedentarios. - La asignación de los retiros de energía y potencia sin contrato entre las empresas generadoras se realizará en función de sus factores de proporción. De igual manera, el monto recaudado por las penalizaciones a la empresa distribuidoras, deberá ser distribuido entre los generadores en proporción a dicho factor Valorización de las transferencias en el COES Consideraciones a tener en cuenta: - Para las valorizaciones de las transferencia de energía activa, de energía reactiva, de potencia y de compensaciones al Sistema Principal de Transmisión, que el COES realiza de acuerdo con sus procedimientos técnicos PR-10, PR-15, PR-27 y PR-23, respectivamente, se considerará a los retiros de energía sin contratos de igual manera cómo se trata al resto de retiros de suministros con contratos, sólo asignando estos retiros a cada generador en proporción a los factores de proporción y valorizándolo al Precio en Barra vigente a la fecha de realizar estas transferencias. - El monto en la valorización de la transferencia de energia, por el pago de los retiros de energía sin contrato a Precio en Barra y no a costo marginal, será asignado entre los generadores en proporción a su factor de proporción. En este caso, si los costos marginales son mayores que los Precios en Barra, este monto será el Monto Faltante y si los costos marginales son menores que los Precios en Barra será el Monto Sobrante - Debido a que los factores de proporción con los que se asignarán entre los generadores, los retiros de energia y potencia sin contratos, estos se calcularán para el año 2008 sobre la base de estimaciones o proyecciones de muchas de sus variables, por lo que será necesario realizar a finales de dicho año una reliquidación de estas asignaciones. Para lo cual se calculara nuevamente los factores de proporción, considerando las fechas de ingresos de los proyectos de generación, la demanda anual ejecutada y los costos variables de la ultima fijación de Precios en Barra. Página 9 de 21

10 3. Asignación de los Retiros de Potencia y Energía sin Contrato A continuación se describe el procedimiento a seguir para la asignación de los retiros de potencia y energía sin contrato Asignación de Monto Faltante o Sobrante Para el cálculo y asignación del Monto Faltante o Sobrante, se seguirá el siguiente procedimiento: - Se tomará el Saldo de Transferencias (ST) de cada empresa generadora que resulta de la aplicación del numerales 9.3 y 9.4 del procedimiento técnico PR-10 del COES 6. - La valorización de los Retiros de Energía Sin Contrato (VRSC) se realizará a Precio en Barra Vigente, y será asignado a cada empresa en función de sus Factores de Proporción Para cada Generador Integrante se determina su Saldo de Transferencias que resulta de la sumatoria de las valorizaciones de sus Entregas menos la sumatoria de las valorizaciones de sus Retiros. La sumatoria de los Saldos de Transferencias en el Sistema Principal de Transmisión de los Generadores Integrantes constituirá el Saldo Resultante El Saldo Resultante será asignado a cada generador integrante, prorrateándolo en proporción a sus ingresos por potencia del mes para el cual se efectúa la valorización. Página 10 de 21

11 - El monto entre la sumatoria de los ST menos la sumatoria de la VRSC de todas las empresas generadoras, será asignado a cada empresa en función de sus Factores de Proporción, si el monto es positivo será el Monto Faltante (MF) y si el monto es negativo será el Monto Sobrante (MS), mediante la siguiente fórmula: Monto j = (ST i,j ) - (VRSC j ) Donde: AT i,j = ST i,j MF j * FP i ó AT i,j = ST i,j MS j * FP i MF j : MS j : (ST i,j ): (VRSC j ): ST i,j : AT i,j : FP i : Monto Faltante del mes j Monto Sobrante del mes j Sumatoria de los Saldos de Transferencia de las empresas generadoras en el mes j Sumatoria de las valorizaciones de los retiros de energía sin contrato en el mes j Saldo de transferencia de la empresa generadora i en el mes j Asignación del Monto Faltante correspondiente a los retiros de energía sin contratos para la empresa generadora i en el mes j Factor de proporción de la empresa i 3.2. Asignación de los Retiros sin Contrato a Precio en Barra Las valorizaciones de transferencia de energía activa, de energia reactiva, de potencia y de compensaciones al Sistema Principal de Transmisión, entre los integrantes del COES, se realizan de acuerdo con lo establecido en los procedimientos técnicos PR-10, PR-15, PR-27 y PR-23, respectivamente. En estos casos, los retiros de energía y potencia sin contratos serán tratados de igual manera cómo se trata al resto de retiros de suministros con contratos, solo asignando estos retiros a cada generador en proporción a los factores de proporción y valorizándolos al Precio en Barra vigente a la fecha de realizar estas transferencias. En el caso de presentarse una variación en los Precios en Barra por aplicación de los factores de actualización en el mes, se utilizará un precio promedio ponderado resultante de los días correspondientes al mes con un redondeo a dos decimales. Página 11 de 21

12 3.3. Ejemplo de Aplicación Esquema de un sistema compuesto por tres (3) generadores, cuatro (4) clientes y dos barras de entregas y retiros: CMg1 = 2 Soles/MWh CMg2 = 2,2 Soles/MWh G1 = 6 MWh 1 2 L G3 = 10 MWh G2 = 11 MWh = 10 MWh PBE2 = 1,2 Soles/MWh = 10 MWh R2 = 5 MWh Se tienen 3 generadores : R1 = 10 MWh R4 = 5 MWh R3 = 5 MWh G1 que entrega 6 MWh en la Barra 1 G2 que entrega 10 MWh en la Barra 1 G3 que entrega 10 MWh en la Barra 2 Los contratos comerciales de los generadores, externos al COES son R1 : Contrato de 10 MWh con G1 en la Barra 2 R2 : Contrato de 5 MWh con G2 en la Barra 1 R3 : Contrato de 5 MWh con G3 en la Barra 2 R4 : No tiene contrato y retira 5 MWh en la Barra 2 Con los resultados de la aplicación del PR-10 del COES se tendría: Generadores Entregas Retiros E - R (MWh) (MWh) (MWh) G G G Sin Contrato 5-5 SR* Totales (*): Saldo Resultante (SR), es la diferencia entre entrega y retiro en el sistema de transmisión. Página 12 de 21

13 Generadores Entregas Retiros ST * (Soles) (Soles) (Soles) G G G SR** Totales (*): Saldo de Transferencia (ST)= Entregas Retiros (**): Saldo Resultante 7 (SR), es la diferencia entre entrega y retiro en el sistema de transmisión. Considerando que los factores de proporción (FP) para cada generador son: Factor Proporción 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% G1 G2 G3 Calculando el Monto Faltante en función de la sumatoria de los saldos de transferencia (ST) menos la sumatoria de la valorización de los retiros sin contratos a precio en barra (VRSC), se tiene: MF = ST VRSC MF = ( ) (5*1,2) = 5 Soles Realizando la asignación entre los generadores del monto faltante (AT) en función de sus factores de proporción, se tiene: ST MF*FP AT Generadores (Soles) (Soles) (Soles) G1-10,0 1,0-11,0 G2 10,0 2,5 7,5 G3 11,0 1,5 9,5 Totales 11,0 5,0 6,0 7 De acuerdo con el numeral 9.4 del Procedimiento Técnico PR-10 del COES, los saldos resultantes serán asignados entre los generadores en proporción a sus ingresos por potencia del mes. Página 13 de 21

14 Realizando la asignación entre los generadores de la Valorización de Retiros Sin Contratos a Precio en Barra (ATRSC) en función de sus factores de proporción, se tiene: AT VRSC*FP ATRSC Generadores (Soles) (Soles) (Soles) G1-11,0 1,2-12,2 G2 7,5 3,0 4,5 G3 9,5 1,8 7,7 Totales 6,0 6,0 0,0 Página 14 de 21

15 4. Propuesta de Procedimiento 4.1. Marco Legal Ley N 29179, Ley que Establece Mecanismo para Asegurar el Suministro de Electricidad para el Mercado Regulado Ley N 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica Procedimiento Técnico N 10 del COES-SINAC Valorización de las Transferencias de Energía Activa entre Generadores Integrantes del COES, aprobado mediante Resolución Ministerial N , publicada el 31 de marzo de 2001 y modificada por Resolución Ministerial N publicada el 01 de junio de Procedimiento Técnico N 13 del COES-SINAC Determinación de la Energía Firme de las unidades generadoras de las empresas Integrantes del COES, aprobado por la RM N del 26 de marzo de Procedimiento Técnico N 15 del COES-SINAC Valorización de Transferencia de Energía Reactiva entre integrantes del COES, aprobado por la RM N del 26 de marzo de Procedimiento Técnico N 23 del COES-SINAC Compensaciones al Sistema de Principal de Transmisión, aprobado mediante Resolución Ministerial N Procedimiento Técnico N 27 del COES-SINAC Egresos por Compra de Potencia, aprobado por la Resolución Ministerial N , publicada el 20 de julio de Página 15 de 21

16 4.2. Definiciones Para efectos de la presente norma todas las expresiones que contengan palabras, ya sea en plural o singular y que empiezan con mayúscula, tienen los significados que se indican a continuación o los que se definen en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, aprobado por el Decreto Ley N 25844; la Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica; y los Procedimientos Técnicos del COES-SINAC Barras de Transferencia: Tiene la definición contenida en el Procedimiento Técnico PR-10 del COES-SINAC Energía Firme Anual (EFA): Energía Firme a que se refiere el numeral 6 del Anexo de la Ley de Concesiones Eléctricas aprobado por el Decreto Ley N 25844, tomando en cuenta la adecuación señalada en la Sexta Disposición Complementaria Transitoria de la Ley N 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica Energía Firme Eficiente Anual (EFEA): Energía Firme Anual de cada Generador que resulta luego ordenar las EFA de las centrales de generación en base a sus costos variables hasta cubrir la demanda anual, conforme se establece en el numeral Ventas de Energia por Contrato: Corresponde a las ventas anuales de la energia comprometido de cada Generador a través de contratos con Distribuidores y/o Clientes Libres Saldo de Energía Anual: Resultado de restar, para cada Generador, la Energía Firme Eficiente Anual menos las Ventas de Energía por Contrato Generador Excedentario: Generador que tiene un Saldo de Energía Anual positivo Generador Deficitario: Generador que tiene un Saldo de Energía Anual negativo Factores de Proporción: Factores por medio de los cuales se determinará la proporción de la asignación de los retiros de potencia y energía sin contratos a cada uno de los Generadores Disposiciones Generales La asignación de los retiros de potencia y energía sin contratos del mercado regulado; así como, sus transferencias asociadas, las efectuará mensualmente el COES, aplicando los criterios y valorizaciones previstos en la presente norma. Asimismo, el COES efectuará la respectiva reliquidación y de ser el caso, determinación de las penalidades y reparto de las mismas, según lo indicado en los numerales y Las empresas distribuidoras con retiros de potencia y energia sin contrato para el mercado regulado, proporcionarán al COES, o al generador que el COES disponga, la información de energía activa, reactiva y potencia de estos retiros, en las formas establecidas por el Página 16 de 21

17 COES, dentro de los primeros tres (3) días calendario del mes correspondiente Las divergencias o controversias que puedan presentarse por aplicación de la presente norma, se sujetan a lo dispuesto por el artículo 14, inciso k), de la Ley N 28832, en lo que resulte aplicable Los Factores de Proporción se calcularán en el primer mes del 2008, con la EFEA que resulta de cubrir la demanda prevista de energía anual con la EFA de las centrales generadoras existentes y aquellas cuya puesta en operación esté prevista de producirse. Estos factores serán recalculados al final del año y servirán para efectuar la reliquidación anual, conforme se señala en el numeral Las empresas de generación de electricidad, facturarán a las empresas distribuidoras de electricidad los retiros de potencia y energía sin contratos del SEIN y los correspondientes cargos por transmisión de acuerdo a los factores de proporción previstos en el numeral OSINERGMIN fiscalizará el cumplimiento de la presente norma Criterios de Cálculo Para el cálculo de la EFEA, se considerará los siguientes pasos: Para cada central generadora, incluyendo aquellas cuya puesta en operación está prevista de producirse hasta antes del 31 de diciembre de 2008, se determinará la EFA. Para este fin, se utilizará el Procedimiento Técnico PR-13 del COES-SINAC o el que lo sustituya. Se ordenarán todas las centrales generadoras de menor a mayor costo variable, tomando para ello los costos variables utilizados en la última fijación de Precios en Barra. En el caso de las centrales hidroeléctricas se considerará un costo variable igual a cero (0). Se identificará a las centrales generadoras de menor costo variable cuya suma de sus EFA totalizan la demanda anual de energía prevista para el año La EFA resultante de cada una de estas centrales generadoras constituirá la EFEA. Para el caso de la central de mayor costo para cubrir la demanda, su EFEA sólo corresponde a la parte de su EFA necesaria para cubrir la referida demanda. El resto de centrales de mayor costo variable que la última unidad que cubrió la demanda, tendrán un EFEA igual a cero (0). La EFEA de cada Generador será igual a la suma de la EFEA de todas las unidades de sus centrales generadoras Para el cálculo de los Factores de Proporción de cada Generador se utilizará lo siguiente: Para cada uno de los Generadores Excedentarios, el Factor de Proporción a ser utilizado será igual a la participación de su Saldo de Página 17 de 21

18 Energía Anual sobre la suma de los Saldos de Energía Anual de todos los Generadores. Fi = n Max( SEA,0) i Max( SEA,0) i i Donde: n = Número de Generadores SEA i = Saldo de Energía Anual del Generador i F i = Factor de Proporción del Generador i Para cada uno de los Generadores Deficitarios, el Factor de Proporción será igual a cero Para la valorización de los retiros de energía y potencia sin contratos se consideraran los mismos criterios establecidos en los procedimientos técnicos PR-10, PR-15, PR-23 y PR-27 del COES, o los que la sustituyan, con los cuales realiza las transferencias de energía y potencia entre sus generadores integrantes, pero considerando los Precios de Barra establecidos por OSINERGMIN y si en caso se presentase una variación en estos precios por aplicación de los factores de actualización en el mes, se utilizará un precio promedio ponderado resultante de los días correspondientes con un redondeo a dos decimales Valorización de Transferencias de Energía Para el cálculo del Monto Faltante de la valorización de las transferencias de energía entre Generadores se tendrá en cuenta lo siguiente: Para cada Generador se determina su Saldo de Transferencias, (STGi) de acuerdo con lo establecido en los numerales 9.3 y 9.4 del Procedimiento Técnico PR-10 del COES-SINAC, o el que lo sustituya. A la sumatoria de los Saldos de Transferencias de los Generadores se le restará la valorización de los retiros de energía sin contratos, con lo cual se constituirá el Monto Faltante (MF), si fuese positivo, o Monto Sobrante (MS), si fuese negativo, para cerrar las transferencias de energía. Monto = n i STG i RSC Donde: n = Número de Generadores STG i = Saldo de Transferencias del Generador i Página 18 de 21

19 RSC = Retiros de energía sin contrato valorizados a Precio en Barra La parte del Monto Faltante (MF) o Monto Sobrante (MS) que debe ser asignada a cada Generador se obtendrá aplicando su correspondiente Factor de Proporción: Donde: ASR i = MF * F i ó ASR i = MS * Fi ASR i = Parte del Monto Faltante o Sobrante asignado al Generador i El Saldo Neto del Monto Faltante o Sobrante de las Transferencias de cada Generador (SNTG i ) será igual a su Saldo de Transferencias menos la parte del Monto Faltante o Sobrante, asignado a cada uno: SNTG i = STG i ASR i Para la valorización de los retiros de energía sin contratos en la transferencia de energía se considerarán los mismos criterios establecidos en el procedimiento técnico PR-10 del COES, o el que lo sustituya, pero considerando los Precios de Barra establecidos por el OSINERGMIN y los factores de proporción para asignación entre los generadores de estos retiros. Si, en caso se presentase una variación en estos precios por aplicación de los factores de actualización en el mes, se utilizará un precio promedio ponderado resultante de los días correspondientes con un redondeo a dos decimales Valorización de Transferencia de Energia Reactiva, Transferencias de Potencia y Compensaciones del Sistema Principal de Transmisión Para la valorización de los retiros de energía y potencia sin contratos en la transferencia de energía reactiva, de potencia y de compensación del Sistema Principal de Transmisión se consideraran los mismos criterios establecidos en los procedimientos técnicos PR-15, PR-27, PR-23 del COES, o los que los sustituyan, pero considerando los Precios de Barra establecidos por OSINERGMIN y los factores de proporción para asignación entre los generadores de estos retiros. En caso se presentase una variación en estos precios por aplicación de los factores de actualización en el mes, se utilizará un precio promedio ponderado resultante de los días correspondientes con un redondeo a dos decimales. Página 19 de 21

20 4.7. Reliquidación Anual En el programa de transferencia de energía del primer mes del año 2009 se hará la reliquidación de las asignaciones de los retiros energía y potencia sin contratos, para lo cual el COES deberá utilizar lo siguiente: La EFEA de los Generadores, calculadas con: la demanda de energía anual ejecutada; la EFA de las unidades de generación que estuvieron disponibles durante el año 2008; los costos variables de la última fijación de Precios en Barra. Para ello, se utilizarán los pasos que se señalan en el numeral El Saldo por Energía Anual y Los Factores de Proporción serán recalculados de acuerdo con las EFEA, determinados conforme al párrafo anterior y las Ventas de Energia por Contratos ejecutadas en el año La asignación y valorización de las transferencias de energía, debido a los retiros de energía sin contratos, se realizarán de acuerdo con lo establecido en el numeral 4.5 del presente procedimiento, con los factores de proporción recalculados en el numeral precedente En el programa de transferencia de energía reactiva, de potencia y de compensación del Sistema Principal de Transmisión del primer mes del año 2009, se hará la reliquidación de las asignaciones del año 2008, considerando los factores de proporción calculados en el numeral y los mismos criterios descritos en el numeral Penalidades Las penalidades que deriven de la Única Disposición Complementaria de la Ley N 29179, serán el equivalente a la diferencia entre el Costo Marginal y el Precio de Barra multiplicado por los retiros de energía sin contrato para el mercado regulado, cuando el Precio en Barra es menor al Costo Marginal La penalización a que se refiere el párrafo precedente, no podrá superar el 5% de la facturación mensual por el Servicio de Distribución. Para efectos de las penalidades materia del presente artículo, se entiende por Servicio de Distribución al cargo fijo mensual asociado al usuario y al valor agregado de distribución de media y baja tensión de cada empresa concesionaria, estos últimos expresados como un cargo por unidad de potencia ajustados por sus respectivos factores de pérdidas y factores de simultaneidad aprobados para cada uno de los sectores típicos y opciones tarifarias aplicables a los clientes finales del servicio de electricidad. Dicho valor corresponderá al promedio móvil mensual de la facturación de los últimos 12 meses referidos al mes anterior que se aplica la penalidad. OSINERGMIN, a través de la División de Distribución Eléctrica de la GART, publicará en su página Web, el importe por Servicio de Distribución, a que se refiere el párrafo precedente, de cada empresa de distribución. Página 20 de 21

21 De no efectuarse oportunamente el pago de las penalidades, a que se refiere el presente artículo, por parte de las empresas de distribución, estará sujeto al pago de los mismos intereses aplicables a las deudas de suministro de energía eléctrica de los usuarios regulados La distribución entre los Generadores del monto recaudado por las penalidades, a que se refiere el presente artículo, los efectuará el COES en base a los Factores de Proporción, fijados conforme se señala en el numeral Para efectos del cómputo de las convocatorias a licitaciones de suministro de electricidad a que se refiere el párrafo precedente, se consideran solo aquellas convocatorias efectuadas a partir del 04 de enero de Las penalidades previstas en esta norma se aplicarán a las empresas de distribución que antes de la fecha de vencimiento de sus contratos de suministro, no hubieren cubierto su demanda de potencia y energía de servicio público de electricidad, a través de contratos bilaterales y/o con procesos de licitación de suministro de electricidad a que se refiere la Ley N Se exceptúa de las mencionadas penalidades, los retiros de potencia y energía de aquellas empresas de distribución que hayan realizado al menos tres convocatorias a procesos de licitación de suministro de electricidad, antes de la fecha de vencimiento de sus contratos. Los requerimientos de potencia y energía que no hubieren sido considerados por la empresa distribuidora en sus procesos de licitación, serán penalizados. El plazo de los contratos de suministro no puede incluir demanda previa a la fecha de inicio del contrato. Disposición Transitoria Única.- Tratándose de empresas de distribución que, a la fecha de publicación de la presente norma, no cuentan con contratos que cubran su demanda de potencia y energía, serán penalizadas por los retiros sin contratos efectuados entre el 04 de enero de 2008 y el 31 de mayo de 2008, sí durante dicho período no han cubierto su demanda de potencia y energía de Servicio Público de Electricidad o no han efectuado para tal efecto, antes del 31 de mayo de 2008, al menos 3 convocatorias a procesos de licitación dentro del marco de la Ley Página 21 de 21